重磅干货丨天然气全产业链分析——气态+液态篇：唯有摸清产业链脉络 才能探究盈利空间

2. 运输管道及地下储库资源过于集中，未来将实现独立运营

骨干管道和省级管道经营模式方面，中国很大比例管道的运营与上游开采、下游分销为一体化经营，依靠收取管输费实现建设资本回收。骨干管网均为三桶油所建设及运营，垄断程度极高，2016年底，中国天然气长输管道约为6.8万千米，其中，中石油、中石化和中海油投资建设的管道占总里程的88%、11%和1%。省级管道中部分为三桶油直接运营，部分为省管道公司运营，而较多省级管道公司也涉及运输及销售一体化。安迅思调查显示，在除去港澳台、西藏及直辖市的26个省中，17个省(具有省级管道公司的17省为：河北、山西、山东、陕西、安徽、江苏、浙江、江西、福建、广东、广西、湖南、湖北、贵州、四川、内蒙古、海南)成立了省级管道公司，主要负责管道规划、建设及运营，其中广东省只负责运输，其余省份均涉及天然气运输及销售，浙江省实现统购统销;9个省(未组建省级管道公司的9个省为：东三省、云南、河南、新疆、甘肃、青海和宁夏)未组建省级管道公司，主要由中石油、中石化的管道销售公司直供。地下储气库的经营模式为将长输管道运送来的天然气重新注入地下空间形成人工气田或气藏，一般建设在靠近天然气用户城市附近，在用气低峰时将天然气储存、用气高峰时将天然气卖出，依靠储存气和卖气的价差实现储气库建设成本的收回，目前储气库由三桶油负责建设与经营。随着油气行业改革的持续推进，三桶油将把旗下管道及储库资产剥离，成立国家管道公司，将实现管道环节独立运营。

3. 管输费实行严格的政府定价，储气费定价方式仍不明朗

骨干管道和省级管道定价方面，在管道运输过程中产生的管输费在天然气价格链中占据重要地位，是价格管制的重要环节。管输费与管输成本密切相关，主要包括折旧、摊销、维护费用、合理收益(税后投资收益8%)和税费，其影响因素包括管道建设投资、输气量、管理体制和管理水平、财政税收政策等。管道运输具有自然垄断的特点，国家对管道运输价格实行严格的政府定价，定价机制主要按照补偿成本、合理盈利、利于市场销售、同时兼顾用户承受能力的原则规定。管输费定价方式经历了统一定价、按距离定价、按线路收费，目前采用的是“老线老价”、“新线新价”的定价方法。“老线老价”是指由国家拨款建设或用贷款建设但已还清建设投资本息的国家管道执行国家统一运价。“老线”的管输收费标准最早是参照当时铁路货运费率按距离收费的方法制定。“新线新价”是指由国内(外)贷款建设的新输气管线，采用新线新价、一线一价的管理方式，报国家价格主管部门批准后单独执行。在目前执行的新线管道费标准中，骨干管道和省级管道的每立方米运输费约为0.1224~0.4678元/千公里，而老线管道运输费在0.014~0.0165元/千公里。储气库定价方面，根据《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》(发改价格规〔2016〕2176号)规定，储气服务价格由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定，储气设施天然气购进价格和对外销售价格，由市场竞争形成。但目前管道天然气由政府指导定价、非市场化定价的价格机制导致夏季购气价格并不低，冬季难以以高价卖出，因此储气运营环节的销售价格并不能够完全体现出其成本，叠加储气库垫底气进项税难以抵扣，储气企业经营负担大，储气成本高(3~6元/立方米)导致相关项目的投资回报期会相对较长，因此储气库建设运营主要由少数国企承担。实践中，储气费并非单独收取，按传统做法纳入管输费统一考虑，仅在冬季对非居民用户门站销售价格上浮15%～20%，储气费定价方式仍不明朗。

4. 居民-非居民气价并轨

自采天然气在出厂时形成出厂价、进口管道气气源成本加境外运输费形成进口价，两种气源经过骨干管道和省级管道进入消费省时产生管输费，在出厂价和进口价的基础上叠加管输费形成门站价。而长期以来，中国较多省份门站环节居民用气价与非居民用气价实行双规制(云南、贵州、广西、广东、福建等地由于未通管道气或以进口气为主，居民和非居民执行统一的门站价)，非居民天然气价格随着国际天然气整体走势持续上升，居民用气价由于居民收入等原因涨幅较小，导致居民用气价格较非居民用气门站价格低0.20~2.04元/立方米。虽然居民用气阶梯价政策初衷是缩小该价差，但据统计，居民用气中80-90%的用户处于第一阶梯，居民、非居民用气价差仍较大，且根据用气量和用气成本成负相关的特点，居民用气成本高于非居民用气，因此成本较高的居民用气销售价格偏低，导致交叉补贴较为严重。2018年5月25日，国家发改委下发关于理顺居民用气门站价格的通知，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平(增值税税率10%)安排，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。至此，居民用气和非居民用气实现并轨。

四、气态天然气分销渠道

在气态天然气下游分销中，城市管道主要负责将省级管道气向下分销至终端用户(含居民用气、工业用气和汽车用气)，为天然气主要的分销渠道。根据公开资料了解，中国现有656个市级城市大部分已采用天然气作为城市清洁能源。“十三五”规划中管道建设目标为，在城市管道环节将新建及改建管线约40万公里，加快老旧管网改造提高供气安全保障的同时，提高新城镇和农村的气化水平，逐步实现“镇镇通”、“村村通”。

运营方面，城市管道主要运营方为三桶油下设的地方销售公司、政府控股的燃气公司以及极少数民营上市公司，如新奥能源等。在投建管道前，运营方通常与地方政府签订城市燃气项目协议，获取地区内的燃气专营权(一般为30年)，因此该环节经营属于网络型自然垄断。该环节逐步向民企、外商开放使得行业竞争提升，而其竞争的核心为特许经营权。目前大部分县级以上城市均已有相关企业获得了特许经营权，且特许经营权通常期限较长并具有排他性，因此，行业内公司只能通过收购整合其他中小型天然气企业，或向少量尚未发放城镇燃气特许经营权的地区进行渗透等方式拓展业务区域。2017年之前，运营商通过赚取来气价格与销售价格价差及收取一次性接驳费盈利，而2017年后，该配送环节受国家严格管控，除接驳费外，配送气仅赚取一定比例的配送费。虽然运营商赚取价格差有限，收益回报周期长，但收益较为稳定。

定价方面，城市管道运输过程的配送费由地方价格主管部门---物价局负责监管，其销配气费的制定方式遵循“准许成本加合理收益”原则，通过核定准许成本，监管准许收益，准许收益由管道成本、不超过7%的利润和税费组成，具体参数各区域有所区别。政策要求2018年底前，各省份要建立起配送费定价方法和监管方法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立配气费，降低偏高配气费。目前由已出台配气费来看，配气费在0.04~1.95元/吨范围内，区域间差异很大。

五、气态天然气各环节盈利测算

在以上部分对气态天然气产业链的各个环节经营及定价方式分析后，基本可概括出气态天然气定价特征为政府调控。天然气产业链中涉及气态天然气的环节为天然气自采、管道气进口、天然气骨干管道、省级管道、城市燃气管道等，以上各个环节中流通的天然气以体积单位立方米为计价单位。政府通过指导基准门站价、严格管控运输费及配送费、放开天然气出厂价及用户终端价格来管控整个天然气产业链上管道天然气的价格，门站价通过运输费向上游传导影响天然气出厂价，向下叠加配送费传导至消费终端形成用户价。

多种用气门站价格并轨后，天然气产业链上，气态天然气链条的盈利更加清晰化，其中管道费和配送费的盈利空间更加固定，在各个区域管控和监管规则出台后，该环节将只赚取7~8%的利润。由于门站价为调控指导环节，叠加配送费即可得出用户终端价，因此从门站价到用户价之间所涉及的环节盈利较为固定，因此测算主要针对出厂价到门站价环节的盈利空间，以下选取宁波市场为例测算不同气源的盈利空间。

1. 由于部分进口LNG将通过气化进入管网销售，因此在选择测算气源时考虑加入进口LNG，主要测算四大气田(新疆、青海、长庆、川渝)、进口管道气(中亚管道气和中缅管道气)及中海油宁波LNG接收站的进口LNG等气源的盈利能力;

2. 运费的估算：新疆气田的天然气经西气东输(一、二或三线)即可运至宁波，每立方天然气管输费选取三条管道的平均运输费0.17元/千公里，运输距离在4千公里左右，因此每立方天然气运输费约为0.68元。其他管道气运输费计算方法同上。宁波接受站与宁波用气市场距离较近，选取最低运费成本为每立方米天然气0.1元;

3. 盈利空间测算方法，用户与供气方直接谈价后形成门站价，目前该价格上浮空间有限(20%)，因此门站价选择目标市场宁波基准门站价及其上浮20%，在门站价的基础上扣除管输费和自采气出厂价、管道气进口价、LNG进口价则可测算自采气、进口管道气及进口LNG三种主要气源环节的盈利空间，其中由于自采气出厂价包含了一部分利润，因此自采气的盈利空间为相对盈利空间，实际盈利高于计算值。

经测算，在三大气源中盈利最好的为国内气源，盈利空间在0.580~1.205元/立方米，考虑在气源价格选取的气田民用气出厂价，价内含部分利润，因此实际盈利或略高于该结果;进口LNG在基本门站价上浮后，可实现盈利0.3元/立方米左右，在基准价及下浮均亏损;而进口管道气在基准价上浮后仍亏损，结果如表14：

总体看，中国天然气全产业链虽然涉及上、中、下游较多环节，但根据各环节的经营模式、定价模式及市场化程度可将其捋顺为气态天然气和液态天然气两条主要链条。从盈利看，气态天然气由于受国家政策管制较为明显，管输费及配送费盈利空间较为固定，各气源盈利能力排序为：自采气>进口LNG>进口管道气。

在下一篇“天然气全产业链分析—液态天然气”中将着重介绍液态天然气相应的情况。